Основные характеристики вытеснения

Июль 21, 2022

Главная
Разное
Основные характеристики вытеснения

Содержание

2. Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11
3. Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11
4. Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11
5. Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11 LgTпл = 0,39
6. Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11
7. Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11 LgTпл = 0,39
8. Обоснование КИН
9. КИН = Квыт × Кохв (1) КИН = Квыт × Кохв× Кзав (2)
10. Коэффициент вытеснения Физическая сущность Квыт – максимальная величина нефтеизвлечения, достигаемая при длительной промывке образцов керна вытесняющим
11. Коэффициент вытеснения Ключевые зависимости для определения основных параметров процесса вытеснения: 1) Кост.н от Кнач.н 2) Кост.н
12. Принципиальные зависимости коэффициента Кон от Кнн
13. Коэффициент охвата Коэффициент охвата учитывает влияние прерывистости на охват запасов разработкой и характеризует долю пород-коллекторов, охваченных
14. Составляющие КИН Пласт АВ6
15. Геолого-статистический разрез пласта АВ6
16. Обоснование выбора системы разработки
17. Законтурное заводнение Внутриконтурное заводнение Принципиальные схемы заводнения Блоковая система заводнения
18. а - 5 - точечная система ; б - 7 - точечная система; в - 9
19. Схемы размещения скважин Вариант 1 Вариант 2 ПСС~ 35 га/скв. ПСС~29га/скв. ПСС=49 га/скв. ПССбаз= 50 га/скв.
20. Производительность однорядных схем разработки пласта системами горизонтальных скважин
21. Варианты разработки НПК с ГС+МзГРП
22. Оценка НИЗ при различных ПСС и hнн
23. Обоснование дебитов ГС
24. Метод Джоши С.Д.
25. Метод Борисова Ю.П. формула Борисова Ю.П. для ГС - для случаев, когда ствол расположен симметрично по
26. Метод Алиева З.С., Шеремета В.В. формула Алиева для ГС - для случаев, когда ствол расположен симметрично
27. Выявленная зависимость начальных дебитов жидкости ГС с МcГРП от комплекса геолого-технологических параметров Параметр «С» – константа,
28. Формула Дюпюи (ННС)
29. Принципиальная зависимость дебита нефти ГС от ΔLгу при различных проницаемостях пласта
30. Принципиальная зависимость дебита нефти ГС от ΔLгу при различных депрессиях на пласт
31. Принципиальная зависимость дебита нефти ГС от ΔLгу при различных параметрах анизотропии
32. Принципиальная зависимость дебита нефти ГС от ΔLгу и раастояния до контура питания
33. Анализ выработки запасов
34. Типовые ГИС-разрезы пластов АС9-1 АС10-1 АС11-1 АС9-3 Н Н В Н Н+В В Скважина № 1
35. Оценка работающих толщин в 15 добывающих скважинах
36. Карта накопленных отборов - на 01.01.2013 Блоки:
37. Оценка КИН по блокам
38. Показатели выработки запасов нефти по блокам
39. Карта плотности подвижных запасов по состоянию на 01.01.2013 В результате адаптации модели выявлены зоны с повышенной
40. Карта текущей нефтенасыщенности 1990 г.
41. Карта текущей нефтенасыщенности 1995 г.
42. Карта текущей нефтенасыщенности 2000 г.
43. Карта текущей нефтенасыщенности 2005 г.
44. Карта текущей нефтенасыщенности 2010 г.
45. Карта текущей нефтенасыщенности 2013 г.
46. Экстраполяционные методы прогнозирования КИН 1. Метод Камбарова Г.С.
47. Метод Камбарова Г.С. (продолжение)
48. Экстраполяционные методы прогнозирования КИН 2. Метод Назарова С.Н. Прочие метод ы: - Лысенко В.Д., Медведского Р.И.
49. Программа исследовательских работ и доразведки (1)
50. МЕРОПРИЯТИЯ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ (1)
51. МЕРОПРИЯТИЯ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ (2)
53. Скачать презентацию

Слайд 2

Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11

Слайд 3

Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11

Слайд 4

Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11

Слайд 5

Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11
LgTпл = 0,39

Слайд 6

Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11

Слайд 7

Характеристики вытеснения по объекту ЮВ11
LgTпл = 0,39

Слайд 8

Обоснование
КИН

Слайд 9

КИН = Квыт × Кохв (1)
КИН = Квыт × Кохв×

Кзав (2)

Слайд 10

Коэффициент вытеснения
Физическая сущность Квыт –
максимальная величина нефтеизвлечения, достигаемая при длительной

промывке образцов керна вытесняющим агентом, т.е. это отношение объема вытеснения нефти к ее начальному объему в образце

Если спец. исследований нет?

Квыт определяется в лабораторных условиях на моделях керна и нефти рассматриваемого месторождения

Слайд 11

Коэффициент вытеснения

Ключевые зависимости для определения основных параметров процесса вытеснения:
1) Кост.н от

Кнач.н
2) Кост.н от Кпр.

Слайд 12

Принципиальные зависимости коэффициента Кон от Кнн

Слайд 13

Коэффициент охвата
Коэффициент охвата учитывает влияние прерывистости на охват запасов разработкой и

характеризует долю пород-коллекторов, охваченных процессом фильтрации при данной системе разработки.
Для определения Кохв необходима информация о размерах залежи, наличии зон замещения коллектора, его прерывистости, о работающих и неработающих толщинах пласта.

Слайд 14

Составляющие КИН
Пласт АВ6

Слайд 15

Геолого-статистический разрез пласта АВ6

Слайд 16

Обоснование
выбора
системы разработки

Слайд 17

Законтурное заводнение
Внутриконтурное заводнение
Принципиальные схемы заводнения
Блоковая система заводнения

Слайд 18

а - 5 - точечная система ;
б - 7 - точечная система;

в - 9 - точечная система.
Пунктиром выделены симметричные элементы

Схемы размещения скважин
при площадном заводнении

Слайд 19

Схемы размещения скважин
Вариант 1
Вариант 2
ПСС~ 35 га/скв.
ПСС~29га/скв.
ПСС=49 га/скв.
ПССбаз= 50

га/скв.

ПССбаз= 50 га/скв.

Слайд 20

Производительность однорядных схем
разработки пласта системами горизонтальных скважин

Слайд 21

Варианты разработки НПК с ГС+МзГРП

Слайд 22

Оценка НИЗ при различных ПСС и hнн

Слайд 23

Обоснование дебитов ГС

Слайд 24

Метод Джоши С.Д.

Слайд 25

Метод Борисова Ю.П.
формула Борисова Ю.П. для ГС - для случаев, когда

ствол расположен симметрично по толщине, т.е по середине изотропного пласта. Метод допускает, что зона, дренируемая ГС имеет форму круга

Слайд 26

Метод Алиева З.С.,
Шеремета В.В.
формула Алиева для ГС - для

случаев,
когда ствол расположен симметрично по толщине, т.е по середине пласта

Слайд 27

Выявленная зависимость начальных дебитов жидкости ГС с МcГРП от комплекса геолого-технологических

параметров

Параметр «С» – константа, равная: для АС101-3 = 48, для АС123-5 = 24

а) Зависимость для пласта АС101-3

б) Зависимость для пласта АС123-5

Ед. измерения: qжнач, т/сут., hн, м, Lгу, тыс.м, Мпроп, т, Кпр, мД

Слайд 28

Формула Дюпюи (ННС)

Слайд 29

Принципиальная зависимость дебита нефти ГС
от ΔLгу при различных проницаемостях пласта

Слайд 30

Принципиальная зависимость дебита нефти ГС
от ΔLгу при различных депрессиях на

пласт

Слайд 31

Принципиальная зависимость дебита нефти ГС
от ΔLгу при различных параметрах анизотропии

Слайд 32

Принципиальная зависимость дебита нефти ГС
от ΔLгу и раастояния до контура

питания

Слайд 33

Анализ выработки запасов

Слайд 34

Типовые ГИС-разрезы пластов
АС9-1
АС10-1
АС11-1
АС9-3
Н
Н
В
Н
Н+В
В
Скважина № 1

Слайд 35

Оценка работающих толщин в 15 добывающих скважинах

Слайд 36

Карта накопленных отборов - на 01.01.2013
Блоки:

Слайд 37

Оценка КИН по блокам

Слайд 38

Показатели выработки запасов нефти по блокам

Слайд 39

Карта плотности подвижных запасов по состоянию на 01.01.2013
В результате адаптации модели

выявлены зоны с повышенной плотностью подвижных запасов нефти.

ПОКАМАСОВСКИЙ ЛУ
(ЛЕВОБЕРЕЖНАЯ ЧАСТЬ)

Слайд 40

Карта текущей нефтенасыщенности
1990 г.

Слайд 41

Карта текущей нефтенасыщенности
1995 г.

Слайд 42

Карта текущей нефтенасыщенности
2000 г.

Слайд 43

Карта текущей нефтенасыщенности
2005 г.

Слайд 44

Карта текущей нефтенасыщенности
2010 г.

Слайд 45

Карта текущей нефтенасыщенности
2013 г.

Слайд 46

Экстраполяционные методы прогнозирования КИН
1. Метод Камбарова Г.С.

Слайд 47

Метод Камбарова Г.С.
(продолжение)

Слайд 48

Экстраполяционные методы прогнозирования КИН
2. Метод Назарова С.Н.
Прочие метод ы: - Лысенко

В.Д.,
Медведского Р.И.
Казакова А.А.
Ревенко

0

Слайд 49

Программа исследовательских работ и доразведки (1)

Слайд 50

МЕРОПРИЯТИЯ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ (1)

Слайд 51

МЕРОПРИЯТИЯ ПО КОНТРОЛЮ ЗА РАЗРАБОТКОЙ (2)